廣發(fā)海外：存量消納改善，六只風(fēng)電股到了“買入”時點嗎？

本文來源于廣發(fā)海外的研究報告，作者為韓玲。

一、投資觀點概要

1. 未來三年新增裝機基本保持平穩(wěn)，不會出現(xiàn)搶裝

受紅六省限建、中南方裝機施工周期長等因素的影響，近兩年全社會風(fēng)電裝機容量增速下滑，新增裝機不斷觸底。在此背景下，2018年標(biāo)桿電價進一步下調(diào)，5月份出臺的風(fēng)電項目競爭配置政策更是引起市場恐慌，我們認(rèn)為未來三年風(fēng)電新增裝機基本保持平穩(wěn)，不會出現(xiàn)新一輪搶裝，因為當(dāng)下風(fēng)電的主要基調(diào)是緩解棄風(fēng)限電，改善存量資產(chǎn)消納，解決補貼缺口問題。新增裝機的具體分布上，我們預(yù)測2018-2020年陸上集中式風(fēng)電裝機分別可以新增20.6GW、19.8GW和20.8GW，中東部和南方地區(qū)新增裝機將會明顯增加；海上風(fēng)電每年分別新增1.9GW、2.2GW和2.4GW，主要分布在廣東、江蘇、福建等區(qū)域；分散式風(fēng)電分別新增0.8GW、1.2GW和1.8GW，主要分布在河北、河南、山西等地。

2. 存量資產(chǎn)消納改善仍是主旋律

未來三年存量資產(chǎn)消納改善仍是風(fēng)電市場的主旋律，棄風(fēng)限電將會逐步緩解，風(fēng)電利用小時數(shù)將會逐步提升。一方面，紅六省裝機預(yù)警限制了棄風(fēng)嚴(yán)重區(qū)域的新增裝機，緩解了當(dāng)?shù)氐臈夛L(fēng)狀況，降低了全國的平均棄風(fēng)率，預(yù)計2018年平均棄風(fēng)率將會降到9%左右，風(fēng)電利用小時超過2000小時，2020年棄風(fēng)率有望降到5%；另一方面，可再生能源電力配額政策的出臺，配合已經(jīng)投運的十九條國網(wǎng)特高壓線路和四條南網(wǎng)特高壓線路，風(fēng)電的消納能力將會增強，由此將會改善風(fēng)電運營商存量資產(chǎn)的盈利情況。

3. 風(fēng)電增量裝機補貼逐步退出，綠證對存量裝機補貼的影響較小

2018年5月出臺的風(fēng)電項目競爭配置政策規(guī)定不在省市2018年規(guī)劃建設(shè)范圍內(nèi)的新核準(zhǔn)陸上集中式風(fēng)電和海上風(fēng)電將通過市場競爭式配置確定電價，而不再執(zhí)行標(biāo)桿電價。首先，這項政策將有利于限制補貼缺口的擴大，其次，將會影響2020年及之后的集中式風(fēng)電項目和海上風(fēng)電項目的新增情況，使得全行業(yè)的風(fēng)電裝機增速下降。我們也計算了該項政策對主流港股風(fēng)電運營商未來三年業(yè)績的影響情況，計算結(jié)果表明，在悲觀情形下，2019年主流風(fēng)電運營商利潤所受負面影響也不到2%，2020年利潤所受負面影響不到4%，因此短期來看風(fēng)電項目競爭配置政策對主流風(fēng)電運營商未來業(yè)績影響不大。

此外，目前市場還比較關(guān)注綠證的影響，綠證主要影響的是新增裝機的補貼，待風(fēng)電實現(xiàn)競價上網(wǎng)，新增的風(fēng)電裝機將由綠證收入替代財政補貼。我們也計算了綠證可能會帶來的補貼模式變化的影響：存量資產(chǎn)如果超出最低保障利用小時數(shù)之外的部分用綠證替代補貼。計算結(jié)果表明，綠證對存量裝機補貼的影響較小，悲觀情形下未來三年風(fēng)電運營商存量資產(chǎn)補貼所受負面影響分別為3.5%、3.9%和4.2%，業(yè)績所受負面影響為4.5%。

4. 補貼缺口解決途徑已現(xiàn)，風(fēng)電存量資產(chǎn)補貼保持穩(wěn)定

自2018年3月份起，自備電廠電量將納入可再生能源附加費征收范圍，且向前追溯，由此可以產(chǎn)生追溯收入1064億元，這基本相當(dāng)于歷史補貼缺口金額。同時，可再生能源補貼需求雖然仍在增長，但增幅已緩，尤其是風(fēng)電補貼需求，由于增量裝機補貼退出大幅降低了風(fēng)電補貼需求的增幅，531新政的出臺也標(biāo)志著光伏補貼需求進入受限時代，預(yù)測未來三年可再生能源補貼需求為1511億、1713億和1922億元，補貼需求自2020年開始將基本穩(wěn)定。而我國可再生能源附加費極其低廉，占用電端成本比重不到3%，提升是必然趨勢。為此，我們分三種提升情形計算了可再生能源補貼缺口問題，結(jié)果發(fā)現(xiàn)，中性情況下，2020年可再生能源附加費提升到每千瓦時3分錢后，所有補貼情況將在2023年得以解決，僅憑可再生能源附加費即可滿足可再生能源的補貼需求。

二、未來三年新增裝機基本保持平穩(wěn)，不會出現(xiàn)搶裝

1. 陸上集中式風(fēng)電新增回暖，但總體平穩(wěn)

近兩年全社會風(fēng)電裝機容量增速下滑，新增裝機不斷觸底，主要由于紅六省限建、中東部和南方地區(qū)裝機施工周期長等因素的影響。如今，中東部和南方地區(qū)在建的裝機有望釋放，同時受標(biāo)桿電價和風(fēng)電競爭配置政策的刺激，截止2017年底核準(zhǔn)未建的89GW風(fēng)電項目儲備和2017年在建的24GW大部分將在未來三年逐步釋放，帶來陸上集中式風(fēng)電新增容量的回升，據(jù)此邏輯，預(yù)計未來三年分別可以新增20.6GW、19.8GW和20.8GW。但我們認(rèn)為不會出現(xiàn)新一輪搶裝，因為當(dāng)下風(fēng)電的主要基調(diào)是緩解棄風(fēng)限電，改善存量資產(chǎn)消納，解決補貼缺口問題。

裝機布局上，陸上集中式風(fēng)電存量限電區(qū)域居多。因為限電區(qū)域（主要是三北地區(qū)）有著優(yōu)秀的風(fēng)資源、廣闊的風(fēng)電裝機可選地址、較短的施工周期等，以往風(fēng)電運營商在這些區(qū)域大量布局，使得裝機過剩，風(fēng)電消納成為難題，出現(xiàn)棄風(fēng)限電現(xiàn)象。在國家“降低棄風(fēng)率、降低棄風(fēng)電量”的雙降基調(diào)下，新增風(fēng)電裝機逐步往非限電地區(qū)（主要是中東部和南方地區(qū)）轉(zhuǎn)移，以實現(xiàn)2020年棄風(fēng)率5%的目標(biāo)。新增風(fēng)電并網(wǎng)裝機方面，自2016年開始，全社會在限電區(qū)域的風(fēng)電新增并網(wǎng)裝機就低于在非限電區(qū)域的裝機，2018年一季度，在限電區(qū)域風(fēng)電新增并網(wǎng)裝機74萬千瓦，而在非限電區(qū)域則高達320萬千瓦，新增裝機中非限電區(qū)域是限電區(qū)域裝機的4倍之多。

紅六省解禁所能釋放的新增裝機將偏于保守。2018年雖然紅六省變成了紅三省，市場普遍認(rèn)為這將會釋放顯著的裝機增量，但仔細分析來看，只有寧夏區(qū)域的3GW核準(zhǔn)未并網(wǎng)的風(fēng)電項目儲備才有可能正常釋放，另外五個區(qū)域預(yù)計2018年新增釋放仍會比較保守。因為內(nèi)蒙古和黑龍江雖然解禁，但仍為橙色預(yù)警區(qū)域，故它們的5GW風(fēng)電儲備或?qū)⒌?019年乃至2020年才得以逐步釋放。

2. 海上風(fēng)電穩(wěn)步發(fā)展，貢獻風(fēng)電裝機增量

在今年新增裝機構(gòu)成之中，海上風(fēng)電裝機規(guī)模穩(wěn)定增加，是風(fēng)電新增裝機的一個貢獻點。2017年全社會新增風(fēng)電吊裝裝機1952萬千瓦，增幅4.2%，其中新增海上風(fēng)電裝機116萬千瓦，增幅95.9%。此外，2017年新增核準(zhǔn)海上裝機406.5萬千瓦，新增開工海上裝機398.5萬千瓦，可以預(yù)見未來兩年海上裝機將會維持前兩年增長態(tài)勢。不過鑒于海上風(fēng)電裝機的體量仍然較小，且受風(fēng)電項目競爭配置政策的影響，我們預(yù)測未來三年海上裝機的新增量主要源于前期核準(zhǔn)的釋放。2017年當(dāng)年核準(zhǔn)海上風(fēng)電項目4.06GW，2018年初至五月份，新增核準(zhǔn)1.8GW，合計5.86GW，僅這部分核準(zhǔn)未并網(wǎng)的風(fēng)機儲備就足以支撐未來三年每年2GW的新增態(tài)勢，預(yù)計未來三年每年分別新增1.9GW、2.2GW和2.4GW。

3. 分散式風(fēng)電的發(fā)展尚需政策保障，后續(xù)發(fā)展有待觀望

分散式風(fēng)電雖然先后出臺了許多利好政策，包括不受年度規(guī)模管理限制、開設(shè)分布式電力市場交易試點、不納入風(fēng)電競爭項目配置之中等等。但是分散式風(fēng)電單體規(guī)模小、造價成本高、維護效率低、經(jīng)濟效益遠不如集中式風(fēng)電，而且現(xiàn)今出臺的利好政策多為地方政府規(guī)劃，尚需中央政府實質(zhì)性的政策保障和支持，故我們對分散式風(fēng)電的發(fā)展持觀望態(tài)度。根據(jù)省市規(guī)劃指引和開工建設(shè)周期，預(yù)計2018-2020年分散式風(fēng)電每年分別新增0.8GW、1.2GW和1.8GW，主要分布在河北、河南、山西等地。

總體我們認(rèn)為，未來三年新增裝機較2017年有所回暖，但總體平穩(wěn)?？紤]陸上集中式、海上風(fēng)電和分散式風(fēng)電，我們預(yù)測2018-2020年新增風(fēng)電裝機規(guī)模分別在23.3GW、23.2GW和25GW。

三、存量資產(chǎn)消納改善仍是主旋律

1. 裝機預(yù)警限制增量，旨在解決棄風(fēng)問題

風(fēng)電裝機在2006-2016年之間快速增長，年度復(fù)合增長率將近50%，而用電需求和電網(wǎng)消納能力的增長未能與之相匹配，故使得棄風(fēng)問題加重，從而催生了風(fēng)電投資監(jiān)測預(yù)警機制。在2016年7月，國家能源局按照棄風(fēng)率、風(fēng)電平均利用小時數(shù)以及當(dāng)?shù)仫L(fēng)電企業(yè)虧損率等指標(biāo)加權(quán)平均確定預(yù)警程度，將其由高到低分為紅色、橙色、綠色三個等級。紅色預(yù)警區(qū)域原則上將會限制風(fēng)電項目的新增核準(zhǔn)、建設(shè)以及并網(wǎng)；橙色預(yù)警區(qū)，國家能源局原則上在發(fā)布預(yù)警結(jié)果的當(dāng)年不下達年度開發(fā)建設(shè)規(guī)模；預(yù)警結(jié)果為綠色表示正常。

在2016年，有5個省份預(yù)警結(jié)果為紅色，分別為：吉林、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆。2017年新增蒙古為紅色預(yù)警地區(qū)，稱為“紅六省”。2018年，紅六省有三省解禁，只剩下甘肅、新疆和吉林仍為紅色預(yù)警地區(qū)，內(nèi)蒙古和黑龍江變?yōu)槌壬A(yù)警區(qū)域，寧夏恢復(fù)為綠色正常區(qū)域。受裝機預(yù)警限制增量的影響，吉林、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆、內(nèi)蒙古的棄風(fēng)率從2016年歷史最高值一路走低，新疆、甘肅和吉林2017年同比下降10個百分點，內(nèi)蒙古、黑龍江和寧夏則平均下降了6個百分點，全國平均棄風(fēng)率在2017年則是同比下降了5個百分點，棄風(fēng)問題得到顯著改善。2018年一季度，紅六省棄風(fēng)率相較于17年一季度亦是有所降低，一季度全國棄風(fēng)率8.5%，同比下降8個百分點。

2. 可再生能源電力配額政策出臺，推動存量資產(chǎn)改善

可再生能源電力配額是指根據(jù)國家可再生能源發(fā)展目標(biāo)和能源發(fā)展規(guī)劃，對各省級行政區(qū)域全社會用電量規(guī)定最低的可再生能源電力消費比重指標(biāo)。

與綠色電力證書相比，強制執(zhí)行的可再生能源配額制更加強調(diào)利用新能源電力的責(zé)任，可以有效緩解棄風(fēng)棄光問題，推動實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型。綠色電力證書主要側(cè)重于發(fā)電側(cè)，通過電價補貼來刺激企業(yè)建設(shè)新能源的積極性，而配額制則從消費側(cè)明確消納責(zé)任，有效解決新能源“重建輕用”問題。可以預(yù)見，可再生能源電力配額政策將首要推動可再生能源電力的跨區(qū)域輸送，從而助力新能源的消納。

3. 特高壓助力風(fēng)電消納

截止2018年6月份，國家電網(wǎng)共擁有23條特高壓線路，其中19條已經(jīng)投運或竣工，1條在建，3條新核準(zhǔn)，一共十二條交流特高壓線路，十一條直流特高壓線路。此外，南方電網(wǎng)投運的還有4條特高壓線路。在這些特高壓線路之中，有12條特高壓線路參與輸送了可再生能源（含水電）。受益于這些特高壓線路的推動，2017年，全國完成跨區(qū)送電量4235億千瓦時，同比增長12.1%；由特高壓線路輸送的電量達到3008億千瓦時，其中輸送可再生能源電量1900億千瓦時，同比上升10%，可再生能源電量占全部輸送電量的63%，占比同比下降11個百分點。未來與可再生能源電力配額政策相配合，預(yù)計將會有更多的可再生能源電量通過特高壓完成跨區(qū)的輸送，這將有助于風(fēng)電等可再生能源的消納。

4. 棄風(fēng)率走低大勢所趨，2020 年5%的棄風(fēng)率目標(biāo)實現(xiàn)有望

國家明確表示2020年要將棄風(fēng)率降低到5%，雖然2017年國家平均棄風(fēng)率高達12%，但是在當(dāng)下主推存量資產(chǎn)改善的政策引導(dǎo)、特高壓助力風(fēng)電消納的推動下，棄風(fēng)率走低是大勢所趨。2018一季度以來，在國家能源局“雙降”的定調(diào)下，各企業(yè)積極降低棄風(fēng)率，一季度棄風(fēng)電量91億千瓦時，同比減少44億，平均棄風(fēng)率8.5%，棄風(fēng)率同比下降8個百分點。全國棄風(fēng)電量和棄風(fēng)率持續(xù)“雙降”，行業(yè)趨勢持續(xù)向好。主要限電地區(qū)除了寧夏和內(nèi)蒙古以外（棄風(fēng)率分別下降5.5個百分比，上升0.3個百分比），其余五個地區(qū)棄風(fēng)率均下降超過10個百分點（黑龍江下降27.5個百分點，吉林下降35.9個百分點，遼寧下降12.6個百分點，甘肅下降16.5個百分點，新疆下降12.4個百分點，山西下降19.3個百分點）。

受益于棄風(fēng)率的走低，風(fēng)電運營商的凈利潤將會呈現(xiàn)較快增長。為此，我們選取風(fēng)電業(yè)務(wù)占比較大的風(fēng)電運營商，假定風(fēng)資源等因素不變，計算了風(fēng)電運營商2018年預(yù)期凈利潤對棄風(fēng)率的敏感性。計算結(jié)果表明，當(dāng)棄風(fēng)率下降一個百分點的時候，公司凈利潤將會平均提升4.49個百分點。

四、綠證主要針對增量裝機，對存量裝機補貼的影響較小

1. 風(fēng)電競爭配置政策：增量裝機的財政補貼逐步退出，平價上網(wǎng)的前奏政策解讀

2018年5月24日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于2018年度風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知》，主要包括以下幾個方面的內(nèi)容：1.嚴(yán)格落實規(guī)劃和預(yù)警要求；2.將消納工作作為首要條件；3.嚴(yán)格落實電力送出和消納條件；4.推行競爭方式配置風(fēng)電項目；5.優(yōu)化風(fēng)電建設(shè)投資環(huán)境；6.積極推進就近全額消納風(fēng)電項目。

其中，推動競爭方式配置資源關(guān)注度比較高。該條款要求，從本通知印發(fā)之日起，尚未印發(fā)2018年度風(fēng)電建設(shè)方案的省（自治區(qū)、直轄市）新增集中式陸上風(fēng)電項目和未確定投資主體的海上風(fēng)電項目應(yīng)全部通過競爭方式配置和確定上網(wǎng)電價。已印發(fā)2018年度風(fēng)電建設(shè)方案的?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）和已經(jīng)確定投資主體的海上風(fēng)電項目2018年可繼續(xù)推進原方案。分散式風(fēng)電項目可不參與競爭性配置，逐步納入分布式發(fā)電市場化交易范圍。

我們認(rèn)為此項競爭配置政策將會影響全行業(yè)的風(fēng)電裝機規(guī)模，致其增量增速下降。對核準(zhǔn)儲備裝機容量較大的風(fēng)電運營商來說，近幾年新增裝機規(guī)模影響不大，主要影響2020年及之后的集中式風(fēng)電項目的新增情況。因為該政策所適用的項目是2018年5月24日之后核準(zhǔn)的風(fēng)電項目，而之前核準(zhǔn)的項目依舊適用前期標(biāo)桿電價政策，這恰恰是近兩三年風(fēng)電新增裝機的主要釋放點。

對于風(fēng)電設(shè)備商來說，電價降低會傳導(dǎo)到設(shè)備價格的下降。此舉促進運營商重視全生命周期的度電成本，考慮風(fēng)電機組的發(fā)電效率。因此設(shè)備商之間的競爭會更加激烈，一方面要提高風(fēng)機機組的質(zhì)量并通過降價來增加價格優(yōu)勢，一方面又要面臨新增裝機減少所帶來的訂單減少風(fēng)險。

政策影響：主流風(fēng)電運營商未來三年所受影響不大

由于采用競價上網(wǎng)方式，我們認(rèn)為電價將會下調(diào)10%至20%，但已經(jīng)核準(zhǔn)的未投產(chǎn)裝機不受此政策影響。從未來兩到三年來看，擁有核準(zhǔn)未投產(chǎn)風(fēng)電儲備較多的公司短期受該政策影響較小。具體計算方面，我們選用龍源電力、華能新能源、大唐新能源、華電福新為標(biāo)的公司，對2019、2020年新增裝機電價的下價幅度分別假設(shè)四種情形來測算公司凈利潤的變動。結(jié)果顯示，對于風(fēng)電業(yè)務(wù)占比很大的華能新能源和龍源電力來說，在最壞的情況下（即2019年新增裝機電價下調(diào)15%，2020年新增裝機電價下調(diào)20%）2020年利潤分別下降了3.07%和3.10%,依然在可接受范圍內(nèi)，主要得益于已核準(zhǔn)裝機容量較多。我們可以得出結(jié)論，此項配置競爭政策對于風(fēng)電業(yè)務(wù)占比不大或者發(fā)展成熟且擁有較多已核準(zhǔn)裝機容量的企業(yè)影響不大，對于新發(fā)展、處于快速擴張的企業(yè)來說較為不利。長遠來看，風(fēng)電未來實現(xiàn)市場競價，增量裝機電價去補貼，運營商裝機將更為理性。因為此策略對風(fēng)電裝機的新增具有負面沖擊，所以風(fēng)電市場的新進入者將缺乏經(jīng)濟性，風(fēng)電市場格局向穩(wěn)定方向發(fā)展。

2. 綠證：主要影響新增裝機補貼，對存量裝機補貼的影響較小

綠證實行自愿交易制度，且其執(zhí)行價低于補貼額，故運營商積極性不高。但參考國外經(jīng)驗，綠證將會是支撐可再生能源發(fā)展的有力舉措。尤其是待風(fēng)電實現(xiàn)競價上網(wǎng)，新增的風(fēng)電裝機將由綠證收入替代財政補貼，因此綠證主要影響的是風(fēng)電新增裝機的補貼，它對存量裝機補貼的影響很小。當(dāng)下綠證討論較多的是補貼模式的調(diào)整：分地區(qū)劃定最低保障利用小時數(shù)，低于最低保障小時數(shù)的發(fā)電量還是享受補貼，而高于最低保障小時數(shù)的發(fā)電量將用綠證替代補貼，也就是“補貼+綠證”的新補貼模式。我們通過計算發(fā)現(xiàn)，這種補貼模式的調(diào)整基本不影響補貼金額，在綠證價格低于補貼40%的情況下，綠證對2018-2020年風(fēng)電運營商的業(yè)績影響僅相當(dāng)于存量補貼減少了3%，風(fēng)電運營商的凈利潤負面影響為3.5%左右。

五、補貼缺口解決途徑已現(xiàn)，風(fēng)電存量資產(chǎn)補貼保持穩(wěn)定

1. 補貼供給：自備電廠電量納入可再生能源附加費收入范圍，將貢獻可觀增量補貼，基本相當(dāng)于歷史補貼缺口金額

風(fēng)電等可再生能源運營商實際收到的補貼是由兩部分組成，一部分是可再生能源電價附加費，一部分是財政補貼，前者是向用電端征收，后者是由財政支出，其實財政支出的這部分是可再生能源附加費不足以彌補可再生能源補貼需求所產(chǎn)生的，也就是通常所說的補貼缺口。附加費的征收對象在2018年之前只包括第二產(chǎn)業(yè)用電戶和第三產(chǎn)業(yè)用電戶，不包括第一產(chǎn)業(yè)用電戶、居民用電戶以及自備電廠用戶，但是在2018年三月份，國家發(fā)改委下發(fā)《燃煤自備電廠規(guī)范建設(shè)和運行專項治理方案(征求意見稿)》，要求自備電廠補繳可再生能源附加費等政府性基金及附加，其中2016之前欠繳的附加費用在三年內(nèi)繳清（2020年前后），2016年之后欠繳的附加費用在2018年底繳清。按照此項政策，我們計算得出，2016年和2017年欠繳的可再生能源附加費用達到521億元，2016年之前欠繳的可再生能源附加費用合計超過542億元，一共達到1063億元。而我們根據(jù)測算，截止2017年底，可再生能源補貼缺口已經(jīng)達到1341億元，這部分追繳的附加費無疑是雪中送炭，基本相當(dāng)于歷史補貼缺口金額。

2. 補貼需求雖在增長，但增幅已緩

可再生能源補貼需求由三種能源構(gòu)成，我們按照裝機容量和補貼電價進行測算，2017年補貼需求占比如下：風(fēng)電（42%），光伏（37%）和生物質(zhì)（21%）。對應(yīng)能源的集中式項目補貼需求是按標(biāo)桿電價與脫硫煤標(biāo)桿電價的差價計算的，分布式項目則是按照定額補貼計算。目前風(fēng)電標(biāo)桿電價已經(jīng)先后經(jīng)過了三輪下調(diào)，且自風(fēng)電項目競爭配置政策出臺后，風(fēng)電新增項目將不再適用標(biāo)桿電價，直接采用市場配置競價，因此，風(fēng)電補貼需求雖然因為前期核準(zhǔn)項目的釋放仍在增長，但未來增幅將逐步放緩，而且自這部分核準(zhǔn)項目并網(wǎng)后，將不再有新的產(chǎn)生高額補貼的風(fēng)電項目，彼時風(fēng)電補貼需求增幅將進一步放緩乃至零增長。另一方面，光伏531新政出臺之后，光伏補貼需求的增長也受到了抑制。從可再生能源補貼需求中占比80%的風(fēng)電和光伏補貼發(fā)展情況來看，未來可再生能源補貼需求將會呈現(xiàn)增幅下降式增長。我們逐年計算了風(fēng)電、光伏和生物質(zhì)這些可再生能源的并網(wǎng)電量，結(jié)合各自的補貼政策，計算了各能源的補貼需求并進行加總，結(jié)果表明，2018-2022年分別將產(chǎn)生可再生能源補貼需求1511億、1713億、1922億元、1960億元和2004億元，增幅分別為13%、13%、12%、2%和2%。

3. 可再生能源附加費的提升是必然趨勢

我國可再生能源附加費偏低

我國可再生能源電價附加費是極其低廉的，在2006剛征收時每千瓦時只有1厘錢，此后經(jīng)過5輪調(diào)整，在2016年上調(diào)至每千瓦時1分9。與之不相匹配的是，可再生能源的補貼需求遠高于該收費標(biāo)準(zhǔn)，最便宜的可再生能源，風(fēng)電在2016年至2018年間平均每千瓦時電量也要享受將近2毛錢的補貼，由此造成每年都會產(chǎn)生可再生能源補貼缺口，且缺口在逐漸擴大。

可再生能源附加費提升是必然趨勢

我國可再生能源附加費偏低的原因主要是政府在降成本的基調(diào)下，不想在近期額外增加用電端的成本。但其實提升可再生能源附加費與降低用電端成本并不沖突。因為在現(xiàn)在工商業(yè)用電成本之中，可再生能源附加費占比不到3%，上網(wǎng)電價占比不到50%，輸配電價和其他政府性基金占據(jù)了一半的工商業(yè)用電成本。因此，若想降低用電端負擔(dān)應(yīng)該主要從輸配電價和其他政府性基金入手。另一方面，從可再生能源附加費占比也可以看出，我國可再生能源附加費提升空間很大。為了支持可再生能源的發(fā)展，實現(xiàn)節(jié)能減排與能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的目標(biāo)，提升可再生能源附加費是一個必然趨勢。

若可再生能源附加費提至每千瓦時3分錢，可解決補貼缺口

截止2017年底，可再生能源補貼缺口累計已經(jīng)達到1341億元，缺口較大。按照目前可再生能源附加費征收標(biāo)準(zhǔn)，將自備電廠電量納入征收范圍，我們可以計算出2018-2020年需要交納附加費的電量分別為5.69萬億千瓦時、6.09萬億千瓦時和6.49萬億千瓦時，因此可再生能源附加費標(biāo)準(zhǔn)每千瓦時提高1分錢，將使得未來每年可以增加附加費600多億元，這將有力解決補貼缺口問題。為此我們分三種提升情景，分別對補貼缺口進行計算，結(jié)果表明，若2019年附加費提到每千瓦時3分錢，那么截止2023年將解決所有歷史補貼問題，且未來不再產(chǎn)生新的補貼缺口。若2020年附加費提到每千瓦時3分錢，就需要到2024年得以解決補貼缺口。若2021年提到每千瓦時3分錢，那么需要到2026年解決補貼缺口問題。

故在將可再生能源附加費提高到每千瓦時3分錢以后，未來每年將不會產(chǎn)生新的補貼缺口；具體何時提到每千瓦時3分錢，將影響歷史補貼缺口的彌補問題，我們認(rèn)為最可能的情形是在2020年提升到每千瓦時3分錢后，所有補貼情況將在2023年得以解決。而整個過程之中，風(fēng)電存量補貼僅降低了3%-5%，并不需要大幅縮減存量資產(chǎn)補貼來彌補可再生能源補貼缺口。而且結(jié)合前述分析可以發(fā)現(xiàn)，此種方案所涉及的風(fēng)電增量裝機補貼退出、綠證部分替代補貼，對風(fēng)電運營商2018-2020年業(yè)績的平均負面影響僅為5%左右，因此，這種補貼缺口解決方式對于緩解財政資金壓力和維持風(fēng)電行業(yè)正常發(fā)展來說是一個雙贏的舉措。

六、港股風(fēng)電運營商財務(wù)綜述及重點標(biāo)的推薦

1.財務(wù)綜述

我們關(guān)注的港股6家風(fēng)電運營商之中，公布一季報的五家公司共實現(xiàn)收入198.4億元，較2017年一季度增長了24%。其中新天綠色能源和大唐新能源的一季度收入增幅最為可觀，分別為60.15%和45.47%，其余龍源電力、華電福新和華能新能源的收入增幅均在10%以上。歸母凈利潤方面，上述五家公司共實現(xiàn)歸母凈利潤51.93億元，同比增長63.3%，增幅超預(yù)期；大唐新能源歸母凈利潤實現(xiàn)增幅375.50%（17年一季度增幅198.34%），新天綠色能源實現(xiàn)增幅76.21%，龍源電力67.04%，華電福新29.94%。

由于風(fēng)電項目競爭配置政策的出臺，之前獲得核準(zhǔn)的裝機容量成為十分有利的資源。我們用六家公司的風(fēng)電市值分別除以其對應(yīng)的已核準(zhǔn)的裝機容量（包括在建裝機容量和已投產(chǎn)裝機容量），來作為衡量六家公司未來獲利能力和投資價值的一個因素。計算出的結(jié)果從小到大排列是協(xié)合新能源、華電福新、大唐新能源、新天綠色能源、華能新能源和龍源電力。其中因為協(xié)合新能源和華電福新因為業(yè)務(wù)駁雜、盈利虧損不一，拖累市場對其預(yù)期，故股價表現(xiàn)低迷，因而風(fēng)電市值較低，使得該計算結(jié)果較低。而其他幾家此系數(shù)參考意義較大，大唐和新天綠色能源系數(shù)較低，增長彈性較大，華能新能源和龍源電力因儲備大量核準(zhǔn)未投產(chǎn)裝機，故未來亦可實現(xiàn)穩(wěn)定增長。

銷售凈利率上，華電福新一季度凈利率達到16.16%，同比下降0.14個百分點，我們認(rèn)為是由于一季度高利潤率的水電水量下滑，而低利潤率的煤電則增長較快，2018年剩下月份我們預(yù)期水電來水情況將好于一季度。得益于一季度來風(fēng)好，其他三家公司銷售凈利率上均實現(xiàn)同比增長：新天綠色上漲3.2個百分點，達到24.94%；龍源在高基數(shù)的基礎(chǔ)上仍上漲了8.76個百分點，凈利率高達30%；風(fēng)電業(yè)務(wù)占比98%的大唐能源一季度風(fēng)電發(fā)電量同比增長46%，實現(xiàn)銷售凈利率的高速增長（上漲了18.98個百分點），超出預(yù)期。

資產(chǎn)收益率上，新天綠色能源在凈利率上漲同時，同比下跌0.63個百分點，為1.76%，表現(xiàn)為資產(chǎn)管理能力下降，但仍高于同行業(yè)。龍源電力資產(chǎn)收益率同比上漲0.97個百分點，高達2.61%，體現(xiàn)了較好的經(jīng)營管理能力和獲利能力。華電福新上漲了0.12個百分點，達到0.61%，大唐同比上漲0.64個百分點，達到0.82%，表明這兩家公司經(jīng)營穩(wěn)定性改善。

2. 重點標(biāo)的推薦

（1）新天綠色能源：上半年天然氣增長超預(yù)期，風(fēng)電增長可觀

2018年上半年，公司實現(xiàn)風(fēng)電發(fā)電量41.76億千瓦時，同比增長21.76%，主要由于公司棄風(fēng)率下降和一季度風(fēng)資源良好所導(dǎo)致的風(fēng)電利用小時數(shù)的提升。上半年公司棄風(fēng)率6.43%，同比下降0.9個百分點，風(fēng)電利用小時數(shù)1358，同比增加129小時。整體表現(xiàn)基本符合我們年初時給予的預(yù)期，我們預(yù)計2018年公司風(fēng)電發(fā)電量可以達到80億千瓦時以上，較2017年增長20%左右。2018年上半年，公天然氣業(yè)務(wù)累計售氣量為12.97億立方米，同比增長55.04%，增幅超出預(yù)期。其中批發(fā)和零售業(yè)務(wù)是超預(yù)期增長的主要貢獻源，前者同比增長70.95%，后者同比增長35.18%，增長原因主要由于河北煤改氣業(yè)務(wù)的推進。我們預(yù)計2018年全年公司的總售氣量可以實現(xiàn)30%左右的增幅，超過24億立方米，給公司貢獻的天然氣業(yè)務(wù)收入相較2017年會增加10億元左右。此外，2018年上半年批發(fā)業(yè)務(wù)售氣量占總售氣量比例達到64%，同比提升6個百分點，而公司批發(fā)業(yè)務(wù)的毛利率是天然氣業(yè)務(wù)中最高的，所以可以預(yù)見，公司2018年的盈利能力將會有所提升。2018年7月24日，新天綠色能源（0956.HK）收盤價為2.36港幣，我們預(yù)測公司2018-2020年EPS分別為人民幣0.330元、0.420元和0.516元，對應(yīng)PE為7.2X、5.6X、4.6X，處于較低水平，維持“買入”評級。

（2）大唐新能源：棄風(fēng)率大幅改善，業(yè)績提升彈性大

從一季度數(shù)據(jù)來看，2018年一季度公司實現(xiàn)收入22.85億元，同比增長43%，實現(xiàn)歸屬于母公司凈利潤5.85億元，同比增長375%，利潤增長超預(yù)期。從上半年數(shù)據(jù)來看，2018年上半年累計完成發(fā)電量95.5億千瓦時，同比增長30.13%，其中，完成風(fēng)電發(fā)電量94.0億千瓦時，同比增加30.42%。上半年風(fēng)電發(fā)電量的高增長，主要是由于公司利用小時數(shù)大幅上升疊加風(fēng)況改善影響。我們認(rèn)為公司2018年棄風(fēng)率能下降到10%以下。19-20年的棄風(fēng)率將達到5%的目標(biāo)。我們假設(shè)18-20年新增裝機均為600MW左右，風(fēng)電利用小時數(shù)為2090、2164和2215小時。2018年7月24日，大唐新能源的收盤價為1.33港幣，我們預(yù)測2018-2020年EPS分別為人民幣0.187元、0.232元、0.269元，對應(yīng)PE為7.1X、5.7X、4.9X，維持 “買入”評級。

（3）龍源電力：棄風(fēng)改善，來風(fēng)良好，助推業(yè)績大幅增長

2018年一季度公司實現(xiàn)收入人民幣68.62億元，同比增長12.90%，凈利潤19.01億元，同比增長67.05%，其中風(fēng)電收入49.88億元，同比增加30.95%，火電收入17.68億元，同比下降16.49%。2018年上半年公司共實現(xiàn)風(fēng)電發(fā)電量207.9億千瓦時，較去年同期增加21.55%，增幅略超預(yù)期，主要原因在于公司棄風(fēng)限電的大幅改善以及一季度來風(fēng)情況很好。公司一季度風(fēng)電限電率7.49%，較2017年同期下降8.9個百分點。2018年一季度利用小時數(shù) 626小時，同比增加125小時，我們預(yù)計全年的棄風(fēng)率會好于公司年初7%的指引。一季度新增裝機102MW,公司仍保持2018全年新增1GW左右裝機容量的規(guī)模，其中計劃新增海上裝機250MW，無海外裝機規(guī)劃，大部分新增陸上裝機在四類風(fēng)區(qū)。假設(shè)公司18-20年新增風(fēng)電裝機為1050MW、1090MW和1090MW，對應(yīng)利用小時數(shù)為2180、2240和2280。2018年7月24日，龍源電力（0916.hk）收盤價為6.99港元，我們預(yù)測公司2018-2020年EPS分別為人民幣0.610元、0.716元、0.791元，對應(yīng)PE為11.5X、9.8X、8.8X，維持“買入”評級。

（4）華能新能源：發(fā)電量增速持穩(wěn)，棄風(fēng)限電持續(xù)改善

公司上半年完成總發(fā)電量136.09億千瓦時，較2017年同期增長14.7%，其中，風(fēng)電發(fā)電量為129.06億千瓦時，較2017年同期增長14.8%，太陽能發(fā)電量為7.03億千瓦時，較2017年同期增長13.7%，基本與預(yù)期相符。公司2017年新增裝機434MW，預(yù)計今年新增裝機450MW，較2014年和2015年新增裝機大幅下降，主要受現(xiàn)在政府對于新增裝機管控較嚴(yán)的影響，建設(shè)周期變長。預(yù)計2019年與2020年新增裝機都為500MW。2018年7月24日，華能新能源（0958.HK）收盤價為2.84港幣，我們預(yù)測公司2018-2020年EPS分別為人民幣0.373元，0.398元，0.427元，對應(yīng)PE為7.6X、7.1X、6.7X，維持“買入”評級。

七、風(fēng)險提示

風(fēng)資源不確定性風(fēng)險，限電率回升風(fēng)險，政策不確定性風(fēng)險，新增裝機并網(wǎng)容量低于預(yù)期，電價下降風(fēng)險，融資成本上升風(fēng)險。